Покровского месторождения нефть

50

С целью выяснения активности пластовой водонапорной системы в начале 1962 г. объем закачки воды был сокращен на 40%. Отбор закачкой компенсировался только на 50-80%, пластовое давление снизилось с 140-145 атм до

135-138 атм. В начале 1963 г. закачка воды в пласт Б-2 в течение 5-и месяцев была полностью прекращена, что привело к интенсивному снижению пластового давления на 3-5 атм. в месяц. Эксперимент подтвердил весьма ограниченные возможности законтурной области по поддержанию приемлемых энергетических характеристик пласта в процессе его разработки.

Для сохранения уровня добычи нефти в условиях прогрессирующего обводнения скважин нужно было увеличить отбор жидкости из залежи. Для этого намечался перевод скважин на насосы большей производительности. Это мероприятие требовало сохранения по скважинам высоких динамических уровней, а эксперимент показал, что без закачки пластовое давление будет снижаться. Уже в 1964 г. среднесуточный отбор жидкости увеличился с 3 633,6 т до

4 377,3 т, за счет перевода 20% эксплуатационного фонда скважин на ЭЦН большей производительности.

Увеличение отборов жидкости привело к снижению пластового давления. В 1966 г. величина пластового давления снизилась до 112 атм., при этом накопленная компенсация также снизилась и составила 69%.

Поэтому в июле 1963 г. закачка воды была возобновлена. Под закачку были пущены только скважины разрезающего ряда, расположенные на пережиме структуры между северным и южным участками.

В 1966 г. было освоено 12 скважин. В том же году на залежи начали внедрение циклической закачки воды. При внедрении планировалось, что после полного прекращения закачки на 1,5-2 месяца пластовое давление за тот же срок должно восстановиться с 100-105 атм. до 140-145 атм. Но фактически цикл растянулся, и давление восстанавливалось за

4 месяца. Чтобы сократить период восстановления давления, увеличили объем закачки за счет ввода новых

Консорциум « Н е д р а »

51

нагнетательных скважин. В 1967 г. был полностью оформлен первый разрезающий ряд на южном участке, дополнены ряды на северном участке и в пережиме между участками. В том же году был проведен второй цикл. Пластовое давление восстановилось лишь за 6 месяцев при той же продолжительности остановки.

К концу 1967 г. и началу 1968 г. на южном участке создалась зона максимальной депрессии, состоящая из двух участков, примыкающих к западному крылу. Перепад давления между линией нагнетания и зоной депрессии на юге равнялся 25-30 атм., а на севере всего 2-6 атм. В это же время был закончен третий цикл, который продолжался 16 месяцев, а давление восстановилось за этот период лишь до 132 атм.

Согласно расчетам, организация циклического заводнения способствовала снижению темпов обводнения залежи. Объем дополнительно добытой нефти составил 366 тыс.т. При организации циклического заводнения коэффициент реагирования добывающих скважин составил 60%, причем 44% имеют положительный эффект (снижение обводненности), а 16% – отрицательный (рост обводненности). С учетом проведенного анализа сделан вывод, что нестационарные режимы системы воздействия весьма эффективно влияют на процесс нефтеизвлечения.

Завершение организации блоковых систем приходится на 1972 г. К этому времени в разрезающих рядах переведены по закачку 24 скважины.

Несмотря на увеличение пластового давления, которое достигло 144 атм. в 1974 г., была отмечена необходимость в усилении системы заводнения на западном крыле залежи, структура которой характеризуется максимальными углами падения, а также в пределах северной и южной части, где пласт представлен чередованием песчано-глинистых пород. С учетом вышеотмеченных обстоятельств было принято решение об организации в период 1975 -1982 г.г. очагового заводнения. На 01.01.2013 г под закачкой находились три очага нагнетания №8, 129, 142 с суточной приемистостью

Консорциум « Н е д р а »

52

225 м3/сут.

Согласно проведенному анализу, доминирующей представляется линейная система нагнетательных скважин,

разрезающая залежь на блоки. На сегодняшний день накопленная закачка воды в границе блоковых систем составила

44993 тыс.м3, в среднем на скважину – 1 875 тыс.м3.

Кнастоящему времени система заводнения претерпела существенные изменения. Из числа скважин, ранее находящихся под закачкой воды, ликвидировано 25 скважин, в пьезометрическом фонде – 5 скважин, 16 скважин переведено на другие горизонты. Ряды нагнетательных скважин трансформировались в обособленные очаги закачки,

ориентированные вдоль простирания структуры.

Учитывая, что текущее пластовое давление в целом по залежи несколько ниже начального в дальнейшем, при условии наращивания отборов жидкости по объекту, необходимо усиливать систему ППД, т.к. текущее состояние системы заводнения не является оптимальным для обеспечения эффективного доизвлечения остаточных запасов углеводородов.

2.5 Сопоставление фактических и проектных показателей разработки

На протяжении 2010-2012 г.г. разработка объекта осуществлялась с показателями близкими к проектным. Фонд действующих добывающих скважин был ниже проектного на 4 -17единиц. Но в силу того, что скважины фактически работали с большими дебитами по нефти и по жидкости, чем было запроектировано в проекте, значительной разницы в отборах нефти удалось избежать. Обводненность скважин оставалась на уровне проектной.

В период 2013-2014 г.г. разработка объекта велась с превышением фактических показателей по добыче нефти и

Консорциум « Н е д р а »

53

жидкости над проектными, вследствие превышения фактического добывающего фонда над проектным. Действующий

фонд был на 3-1 единицу выше проектного. Сравнение проектных и фактических показателей представлено в табл. 2.6 и

на рис. 2.6.

Консорциум « Н е д р а »

54

Сопоставление проектных и фактических показателей разработки пласта Б2’,Б2,Б3 Покровского месторождения

Рис.2.6

Консорциум « Н е д р а »

56

2.6. Анализ степени выработки и подсчета коэффициента нефтеотдачи с помощью карты остаточных

эффективных нефтенасыщенных толщин

На любой момент разработки месторождения можно косвенно определить текущее положение ВНК

(водонефтяного контакта) по данным обводнения эксплуатационных скважин.

Остаточную эффективную нефтенасыщенную толщину hост по скважинам определяем по формуле (1).

Соотношение вязкости нефти и воды находим из зависимости:

Соотношение вязкости нефти и воды находим из зависимости:

воды, равная 1,16 м.Пас. Соотношение вязкостей нефти и воды составляет 1,62.

Данные для подсчета объемов зон дренирования сводим в таблицу.

По данным таблицы 2.7 строим карту остаточных эффективных нефтенасыщенных толщин (приложение 6).

Таблица 2.7

Консорциум « Н е д р а »